Wind kompakt

IT/EVU

Enera ist eines der fünf ausgewählten Schaufenster intelligente Energie. An der Küste Niedersachsens werden Netz, Markt und Daten verbunden und ein zukunftsfähiges System erprobt.

21. Juli 2017

Es dreht sich was im Norden und nicht zu wenig. In manchen Landstrichen stehen die Windenergieanlagen wie starre Wächter neben- und hintereinander. Nur die Flügel drehen sich im Kreis. Da sind Teile der Landkreise Aurich, Friesland und Wittmund und die kreisfreie Stadt Emden keine Ausnahme. Mehr als 1.000 Anlagen mit gesamt über 1.500MW sind in der Region auf 2.655km² verteilt.

Zum Vergleich: Niedersachsen hat auf seiner gesamten Landesfläche von 47.624km² insgesamt rund 9.324MW an Windenergieleistung installiert, Stand 2016. Das heißt, bezogen auf die Küstenregion: Auf rund sechs Prozent der Landesfläche sind mehr als 15 Prozent der Windenergieleistung Niedersachsens installiert.

2013 produzierten Erneuerbare-Energie-Anlagen rund 3.000GWh Strom in der Region, während der Brutto-Stromverbrauch der Letztverbraucher bei etwa 1.750GWh lag – mehr als 170Prozent Erneuerbar-Anteil also. Damit hat man die bundesweiten Ausbauziele von 80Prozent bis 2050 schon weit übertroffen.

Wenn Wind, Sonne und Biomasse so viel Energie liefern, haben die Netze einiges zu meistern. Die Nieder- und Mittelspannungsnetze betreibt EWE Netz. 24 Übergabepunkte speisen in das 110-kV-Verteilnetz von Avacon ein. Zwei Übergabepunkte bestehen zum Übertragungsnetz von Tennet.

Waren diese Eigenschaften mit ein Grund, warum die beteiligten Partner das Gebiet als Modellregion für Enera, eines der fünf Schaufenster intelligente Energie (Sinteg), ausgeguckt haben? Denn hier wollen 75 Partner unter Leitung von EWE Erzeugung und Verbrauch intelligent vernetzen sowie innovative Netztechnologien und -betriebskonzepte einsetzen.

Inselprojekte führen nicht weiter

Ende 2016 übergab das Bundeswirtschaftsministerium die Förderbescheide für die Sinteg-Projekte. In vier Jahren sollen skalierbare Blaupausen für die Energieversorgung der Zukunft entwickelt werden. »Netz, Markt und Daten müssen gleichberechtigt nebeneinander und miteinander agieren. Weitere reine Inselprojekte, welche nicht das gesamte Energiewendeenergiesystem im Blick haben, helfen nicht mehr weiter«, so Ulf Brommelmeier, operativer Gesamtprojektleiter bei EWE.

Enera sei deutlich systemischer und vernetzter konzipiert als die anderen Sinteg-Projekte. »Die Enera-Modellregion ist kleiner und stellt damit sicher, dass die Investitionen in ein vernetztes System fließen anstatt in verteilte Leuchtturmprojekte.«

Insgesamt rund 50 Millionen Euro kommen vom Staat, die am Projekt beteiligten Partner wollen gut 120 Millionen investieren. So ist geplant, rund 30.000 intelligente Messsysteme auszurollen. »Diese verteilen sich auf diverse Kundengruppen. Industrielle Anlagen, Gewerbebetriebe, Speicher, Erzeugungsanlagen und Haushaltskunden sind einige Beispiele«, erläutert Brommelmeier.

Außerdem werden etwa Speichersysteme gebaut und Windenergieanlagen technisch erweitert. So wollen die Beteiligten unter anderem einen Batteriegroßspeicher errichten. Dieser soll gegebenenfalls an verschiedenen Standorten in Form von drei Einzelspeichern entstehen, so Dr. Magnus Pielke von EWE. Er ist verantwortlich für Speicherthemen in Enera. Darüber hinaus ist geplant, bis zu 60 Hausspeicher in das Projekt einzubinden. Dabei werden auch bestehende Speicher integriert. »Power to Gas verstehen wir ebenso als Speicherlösung: Hierzu wird im Rahmen von Enera die Einspeisung von regenerativ erzeugtem synthetischem Erdgas einer Biogasanlage in das Erdgasnetz verfolgt.«

Steueragenten im Einsatz

Die Windkraftanlagen sollen technisch durch sogenannte Steueragenten erweitert werden. »Es geht im Wesentlichen um die physikalische Größe Blindleistung, welche unter anderem zur Stabilisierung der Spannungsfluktuationen eingesetzt werden soll«, so Jan Adrian Schönrock, Projektleiter des Konsortialpartners EWE Netz.

Die in den Verteilnetzen angeschlossenen Windkraftanlagen stellen heute Blindleistung bereit. Diese reicht aber nicht immer aus, sodass die Partner die Blindleistungsstellfähigkeit der Anlagen erweitern wollen. Die Steueragenten werden nicht in der Windkraftanlage errichtet, sondern geben der jeweiligen Anlage in einem Netzbereich die notwendigen Sollwerte vor.

Daneben sollen auch neue Steuerverfahren zur Wirkleistungsreduzierung entstehen.

Regionale Orderbücher

Koordiniert werden sollen Anlagen und Netzbetriebsmittel über einen ›Smart Grid Operator‹. Dieser wird gerade final konzipiert, so Schönrock. Es herrsche aber Einigkeit darüber, dass er verschiedene Funktionen erfüllen muss. Unter anderem soll er eine verbesserte Visualisierung des Systemzustands bieten und ermöglichen, vorausschauende Lastflussberechnungen auch in den unteren Spannungsebenen durchzuführen, Netzkunden aktiv zu steuern sowie Flexibilitäten an Märkten zu kontrahieren.

Ziel ist, mehr Erneuerbare in das bestehende Netz zu integrieren, ohne zusätzlichen konventionellen Netzausbau durchführen zu müssen. Das Projekt beschränkt sich nicht auf Erzeuger, auch Verbraucher sollen etwa in ein technisch weiterentwickeltes virtuelles Kraftwerk eingebunden werden.

Ein weiterer Bestandteil ist die Entwicklung regionaler Systemdienstleistungen (rSDL). Zusammen mit der Strombörse werden bestehende Marktmodelle erweitert. »Wir setzen hier ganz auf Demonstration statt Simulation und sind froh mit der Epex einen Partner gefunden zu haben, der das Thema Flexibilitätsmärkte endlich Realität werden lassen will«, so Hendrik Brockmeyer, verantwortlich für Marktthemen im Projekt.

Wenn auch die Entscheidung über das Design noch nicht gefallen sei, »so sind wir uns jedoch bereits einig, dass im Rahmen der Enera Demonstrationsphase für mindestens zwei Jahre eine Flexibilitätsplattform durch die Epex implementiert und betrieben wird.« Sie basiert auf existierenden Standards und Schnittstellen der Epex und ist mit ihnen verbunden.

Aktuell ist vorgesehen, in zehn Umspannwerksbereichen ›lokale Orderbücher‹ zu installieren, die vergleichbar zum heutigen Handel am Intraday-Markt genutzt werden. »Die Quotierung von Flexibilität in diesen Orderbüchern erfolgt additiv zu den Geboten im globalen Orderbuch und führt damit zu keinem Liquiditätsabfluss aus diesem sowie auch zu keinem Risiko aus Sicht des Marktteilnehmers, sich durch den Handel schlechter zu stellen«, so Brockmeyer.

Zentrale Schaltstelle für alle Daten des Energiesystems soll eine Plattform sein: Sie ermöglicht die Integration zwischen Daten des Energiesystems und beliebigen Anwendungen wie neuen Geschäftsmodellen oder Analysen. Momentan konzentrieren sich die Partner auf den Aufbau der Plattform mit den Komponenten im Rechenzentrum und die damit zusammenhängende Konfiguration.

Energiewende-Appstore

Zudem wird sie für Wissenschaft und New-Economy-Unternehmen geöffnet – durch einen ›Energiewende-Appstore‹. Abgesehen von Verbrauchsvisualisierungen für Kunden auf Basis der Smart-Meter-Daten ist etwa eine App für PV-Anlagenbesitzer geplant. Über einen Benchmark können diese feststellen, ob ihre Anlage noch die üblichen Leistungswerte erreicht. »Neben Apps im Kundenbereich sind aber auch Anwendungsfälle zum Netzmonitoring oder im marktlichen Bereich geplant«, so Dr. Matthias Postina von EWE, verantwortlich für neue datenbasierte Geschäftsmodelle im Projekt.

Natürlich darf man auch den Menschen nicht außen vor lassen. »Ohne die Unterstützung der Menschen in der Modellregion können wir das Projekt nicht realisieren«, so Brommelmeier.

»Wir fokussieren derzeit auf unkonventionelle Kommunikationskonzepte und sind damit recht erfolgreich. Darüber hinaus arbeiten wir auf Basis von qualitativen Interviews an der Erstellung von Profilen und deren Weiterentwicklung zu Personas als Stellvertreter der Region.« Der ›Wind of change‹ weht also ganz gut an der Küste und will eine ganze Region vernetzen. (mwi)

www.energie-vernetzen.de

Energie

Energiesystem

Erschienen in Ausgabe: 06/2017